用户变电所电气设备预防性试验

1、第六章 用户变电所电气设备预防性试验目录第一节 电力变压器试验第二节 互感器试验第三节 断路器试验第四节 电容器试验第五节 电力电缆试验第六节 高压套管的试验第七节 避雷器的试验第八节 GIS及SF6气体的试验课后复习题电气设备预防性试验的概念 电力设备预防性试验是指对已投入运行的设备按规定的试验条件(如规定的试验设备、环境条件、试验方法和试验电压等)、试验项目、试验周期所进行的定期检查或试验以发现运行中电力设备的隐患、预防发生事故或电力设备损坏。 它是判断电力设备能否继续投入运行并保证安全运行的重要措施。预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安全运行的有效手段之一

2、。为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、试验或监测。 第一节 电力变压器试验 电力变压器是电力系统电网安全性评价的重要设备，它的安全运行具有极其重要意义，预防性试验是保证其安全运行的重要措施。预防性试验的有效性对变压器故障诊断具有确定性影响，通过各种试验项目，获取准确可靠的试验结果是正确诊断变压器故障的基本前提。对电力变压器进行预防性试验是保证进行安全运行的重要措施。电力变压器预防性试验项目1绕组绝缘电阻、吸收比或（和）极化指数 的测量2绕组连通套管泄漏电流的测量3绕组连同套管介质损耗角正切tg的测量4. 交流耐压试验的测量5. 绕组直流电阻的测量6. 铁心对地绝

3、缘电阻的测量7. 绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析8. 检查有接开关的动作情况9. 绕阻变形试验1测量方法及接线 绝缘电阻试验是电气设备绝缘试验中一种最简单、最常用的验方法。当电气设备绝缘受潮，表面变脏，留有表面放电或击穿痕迹时，其绝缘电阻会显著下降。根据绝缘等级的不同，测试要求的区别，常采用的兆欧表输出电压有100V、250V、500V、1000V、2500V、5000V、10000V等。 测量绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数，它能有效检查出变压器绝缘整体受潮、部件表面受潮或脏污以及贯穿性的集中缺陷，如各种贯穿性短路、瓷件破裂、引线接壳、器身内有铜线搭桥等现象引起的半贯通性或金属性短路等。1测

4、量方法及接线 测量绕组绝缘电阻时，应依次测量各绕组对地及对其他绕组间的绝缘电阻值。测量时，被测绕组各引出端均应短接在一起，其余非被测绕组均应短路接地。测量时的接线图如图6-1，绝缘电阻和吸收比测量的顺序和部位如表6-1所示。1测量方法及接线A B Ca b c na b c nA B C(a)高压绕组对低压绕组及外壳(b)低压绕组对高压绕组及外壳图6-1 用兆欧表测量变压器绝缘电阻示意图顺序双绕组变压器三绕组变压器被测绕组接地部位被测绕组接地部位1低压绕组外壳及高压绕组低压绕组外壳、高压绕组及中压绕组2高压绕组外壳及低压绕组中压绕组外壳、高压绕组及低压绕组3高压绕组外壳、中压绕组及低压绕组4高

5、压绕组及低压绕组外壳高压绕组中压绕组外壳及低压绕组5高压绕组、中压绕组及低压绕组外壳1测量方法及接线 如为自耦变压器时，应按如下测量： 低压绕组高、中压绕组及地；高、中、低压绕组地；高、中压绕组低压绕组及地。表6-1 变压器绝缘电阻和吸收比测量的顺序和部位1测量方法及接线 测量绕组绝缘电阻时，对额定电压为10000V以上的绕组用2500V兆欧表，其量程一般不低于10000M，1000V以下者用1000V 兆欧表。 为避免绕组上残余电荷导致较大的测量误差，测量前或测量后均应将被测绕组与外壳短路充分放电，放电时间不小于2min。对于新投入或大修后的变压器，应充满合格油并静止一段时间，待气泡消除后方

6、可试验。一般66kV变压器应静止24h以上，310kV的变压器需静止5h以上。测量时，以变压器顶层油温作为测量时的温度。2试验结果的分析与判断绝缘电阻换算至同一温度下，与前一次测试结果相比应无明显变化。对于不均匀的绝缘试品，如果绝缘状况良好，则吸收现象明显，如果绝缘受潮严重或内部有集中性的导电通道，前后的阻值没有多大变化。工程上用“吸收比”来反映这一特性，吸收比一般用K表示，其定义为： K R60s / R15s 式中R60s为t=60s测得绝缘电阻值，R15s为t=15s时测得的绝缘电阻值。 对于电容量较大的绝缘试品，K可采用下式表示： K R10min / R1min 式中 R10min

7、为t=10min时测得的绝缘电阻值，R1min为t=1min时测得的绝缘电阻值，K在工程上称为极化指数。2试验结果的分析与判断 当绝缘状况良好时，K值较大，其值远大于1，当绝缘受潮时，K值将变小，一般认为如K1.3时，就可判断绝缘可能受潮。正常情况下吸收比(1030范围)不低于1.3或极化指数不低于1.5。 从上面的分析可知，对电容量较小的绝缘试品，可以只测量其绝缘电阻，对于电容量较大的绝缘试品，不仅要测量其绝缘电阻，还要测量其吸收比。3. 影响绝缘电阻测量的因素（1）.湿度影响：当空气的相对湿度增大时，绝缘体受潮，从而使绝缘电阻降低。要求相对湿度小于80。（2）.温度影响：当温度升高时绝缘的

8、电导增大而使绝缘电阻降低。为了进行比较必须对温度进行修正。（3）.表面状态的影响：表面的污染、受潮使绝缘体的表面电阻下降，从而使绝缘电阻也下降。（4）.试验电压大小的影响：随着试验电压的增加，绝缘电阻会减少对良好的干燥绝缘的影响较小。所以对于不同电压等级的电气设备应采用不同电压的兆欧表。（5）.电气设备上剩余电荷的影响：剩余电荷的存在使被测数值会出现虚假现象(增大或减小)，所以在测试前应对被试设备进行充分的放电。（6）.兆欧表容量的影响：兆欧表容量要求越大越好，推荐采用2mA及以上的兆欧表。（7）.接线和表计型式的影响：对同一设备应采用同一型式的表计和接线方式，否则也会出现误判断。 二、 绕组

9、连同套管的泄漏电流试验 直流泄漏电流试验原理与绝缘电阻试验完全相同，但是，泄漏电流试验所加的试验电压远远高于绝缘电阻试验，并且是逐渐施加的、可以调节的，能发现某些绝缘电阻试验所不能发现的绝缘缺陷。例如，能更灵敏地反应变压器绝缘的部分穿透性缺陷、套管的缺陷、绝缘油劣化等。1测量方法及接线 现场常采用下图6-2所示的接线方式：图6-2 直流泄漏电流试验接线2.规程规定的试验标准及要求 （1）. 当变压器电压等级为35kV 及以上，且容量在10000kVA及以上时，应测量直流泄露电流。（2）.试验电压标准见表6-2。当施加电压达到1min时，在高压端读取泄露电流。泄露电流与前一次测试结果相比应无明显

10、变化。如测得数值突升，则变压器有严重的缺陷，应查明原因。绕组额定电压kV3610203566读取1min时的泄漏电流值直流试验电压kV5102040表6-2 试验电压标准3.影响测量泄漏电流的因素（1）.高压引线的影响；高压引线及高压输出端均暴露在空气中，其对地、对绝缘支撑物和邻近设备等均有一定的杂散电流、泄漏电流流过。（2）.温度的影响； 与绝缘电阻测量相同，温度对泄漏电流测量结果影响较大，温度升高，绝缘电阻下降，泄漏电流增大，不同试品及不同材料、不同结构的试品其变化特性不同，经验证明，对于H级绝缘发电机的泄漏电流，温度每升高10，泄漏电流增加O6倍。因此，对不同温度下测得的泄漏电流值进行比

11、较时，应考虑温度的影响。规程给出了部分设备不向温度下的泄漏电流参考值。（3）.电源电压的非正弦波形对测量结果的影响； 电源电压的非正弦波会造成输出高压的偏低或偏高，因而影响测量结果。（4）.加压速度对泄漏电流测量结果的影响（5）.残余电荷的影响；残余电荷极性与直流输出电压同极性时，泄漏电流有偏小误差；极性相反时，有偏大误差。（6）.直流输出电压极性对泄漏电流测量结果的影响；直流输出电压一般为极为负极性，不采用正极性。三、 绕组介质损耗角正切tg测量变压器绕组连同套管的介质损耗角正切tg时，主要用于更进一步检查变压器是否受潮、绝缘老化、绝缘油劣化等严重的局部缺陷。1测量方法及接线 用QS1西林电

12、桥测量tg，考虑到实际情况，常采用反接法，接线如下图6-3所示。图6-3 用QS1西林电桥测量tg原理图2.规程规定的试验标准及要求（1）20时tg不大于下列数值：66kV 0.8；35kV及以下1.5。（2）tg值与历年的数值比较不应有显著变化（一般不大于30）。（3）测量的tg值不应大于出厂试验值的1.3倍。若大于，应取绝缘油样测量tg值，如不合格，则更换标准油，换油后tg值还不能达标的，则将变压器加温至出厂试验温度并稳定5小时以上，重新测量，还不达标则为不合格变压器。（4）试验电压如下：绕组电压10kV及以上：10kV绕组电压10kV及以下：Un（5）电容量值与出厂值或上一次试验值的差别

13、超出10时，应查明原因。（6）测量温度应以顶层油温为准，尽量使每次测量温度相近。（7）尽量在油温低于50测量，不同温度下的值一般可按下式换算：tg2= tg11.3（t2-t1）/10式中tg1、tg2分别为t1、t2时的tg值。（温度升高，介损增加）3.影响tg测量的因素（1）温度的影响：应尽量选择在相近温度条件下进行绝缘tg试验，为了比较试验结果，对同一设备在不同温度下的变化必须将结果归算到同一温度，一般归算到20。（2）湿度的影响。在不同的湿度下测得的值也是有差别的，应在空气相对湿度小于80%下进行试验。（3）绝缘的清洁度和表面泄漏电流的影响。这可以用清洁和干燥表面来将损失减到最小，也可

14、采用涂硅油等办法来消除这种影响。（4）电压的影响：（5）频率的影响：（6）局部缺陷的影响：四、 交流耐压试验 交流耐压试验是检验变压器绝缘强度最直接、最有效的方法，对发现变压器主绝缘的局部缺陷，如绕组绝缘受潮、开裂或者在运输过程中引起的绕组松动，引线距离不够，油中有杂质、气泡以及绕组绝缘上附着有脏物等缺陷十分有效。1. 测量方法及接线 交流耐压试验通常做法是对变压器施加超过其一定倍数的工作电压，并持续1min左右，以检查其绝缘情况。试验时被试绕组的引出线端头应短接，非被试绕组引出线端头应短路接地。被试变压器的接线如不正确时，可能使变压器的绝缘受到损害。常用的接线图如图6-4所示。图6-4 变压

15、器交流耐压试验接线1. 测量方法及接线 耐压试验目的检验设备的绝缘水平。耐压是在比运行条件更加严格的试验。是一种破坏性试验。因此，在进行耐压之前，必须先 进行绝缘电阻、吸收比、极化指数、泄漏电流、介损试验、绝缘油等非破坏性试验。耐压试验对于固体有机绝缘会使原来的绝绿缺陷进一步发展、使绝缘强度进一步降低虽然耐压试验不致于造成击穿，但形成了绝缘内部劣化的积累效应、创伤效应。2.规程规定的试验标准及判断额定电压（kV）最高工作电压（kV）1min工频交流耐压值（kV）出厂交接33.5181566.925211011.535281517.545382023.055473540.585726369.01

16、40120表6-3 油浸式电力变压器试验电压标准（1）油浸变压器(电抗器)试验电压值按表6-3执行。 （2）干式变压器全部更换绕组时，按出厂试验电压值；部分 更换绕组和定期试验时，按出厂试验电压值的0.85倍。2.规程规定的试验标准及判断1）被试设备一般经过交流耐压试验，在规定的持续时间内不发生击穿为合格，反之为不合格。被试设备是否击穿，可按下述情况分析：根据试验时接入的表记进行分析。一般情况下，若电流表突然上升，则表明被试设备击穿。但当被试设备的容抗与试验变压器的漏抗 之比等于2时，虽然被试设备击穿，电流表的指示也不会发生变化，因为此时回路电抗没有变化；而当容抗与漏抗的比值小于2时，虽然被试

17、设备被击穿，电流表的指示反而下降，这是由于此时回路电抗增大所致。 当采用串并联补偿法或被试设备容量较大、试验变压器容量不够时，就有可能出现上述异常现象。当采用电压互感器或电容分压器等方法测高压端部电压，被试设备击穿时，其表针指示会突然下降，低压侧的电压表也能反映出来。2.规程规定的试验标准及判断根据试验控制回路的状况进行分析。若过流继电器整定值适当，则被试设备击穿时，过电流继电器要动作，电磁开关跟着就要跳开；若整定值过小，可能在升压过程中，并非被试设备击穿，而是由于被试品电流较大，造成电磁开关跳开；若整定值过大，即被试设备放电或发生小电流击穿，也不会有反映。根据被试设备状况进行分析。在被试过程

18、中，如被试设备发生击穿声响，发生断续放电声响、冒烟、焦臭、跳火以及燃烧等，一般都是不允许的，当查明这种情况确实来自被试设备绝缘部分（如在绝缘中发现贯穿性小孔、开裂等现象）时，则认为被试设备存在问题或早已被击穿。 除此之外，若在被试过程中，出现局部放电，则应按各种不同的被试设备，就其有关规定，进行处理或判断。2.规程规定的试验标准及判断2）当被试设备为有机绝缘材料，经试验后，立刻进行触摸，如出现普遍或局部发热，都认为绝缘不良，需要处理（如烘烤），然后再进行试验。3）对组合绝缘设备或有机绝缘材料，耐压前后期绝缘电阻不应下降30，否则就认为不合格。对于纯瓷绝缘或表面以瓷绝缘为主的设备，易受当时气候条

19、件的影响，可酌情处理。2.规程规定的试验标准及判断4）在试验过程中若空气湿度、温度、或表面脏污等的影响，仅引起表面滑闪放电或空气放电，则不应认为不合格。在经过清洁、干燥等处理后，在进行试验；若并非由于外界因素影响，而是由于瓷件表面釉层绝缘损伤、老化等引起的（如加压后表面出现局部红火），则应认为不合格。5）精心综合分析、判断。应当指出，有的设备及时通过了耐压试验，也不一定说明设备毫无问题，特别是像变压器那样有绕组的设备，即使进行了耐压试验，也往往不能检出匝间、层间等缺陷，所以必须汇同其他试验项目所得的结果进行综合判断。除上述测量方法外，还可以进行色谱分析、微水分析、局部放电测量等。3.交流时压试

20、验的注意事项（1）必须在被试设备的非破坏性试验都合格后才能进行此项试验，如果有缺陷（例如受潮），应排除缺陷后进行。（2）被试设备的绝缘表面应擦干净，对多油设备应使油静止一定的时间。（3）应控制升压速度，在1/3试验电压以前可以快一些，其后应以每秒钟3%的试验电压连续升到试验电压值。（4）实验前后应比较绝缘电阻、吸收比，不应有明显的变化。（5）应排除湿度、温度、表面脏污等影响。 五、 绕组直流电阻的测量 变压器绕组直流电阻的测量是变压器预防性试验中一个重要的试验项目。直流电阻试验，可以检查出绕组内部导线的焊接质量，引线与绕组的焊接质量，绕组所用导线的规格是否符合设计要求，分接开关，引线与套管等载

21、流部分的接触是否良好，检查绕组或引出线有无断、裂股，检查并联支路连接是否正确,是否存在由几条并联导线绕制的绕组发生一处或几处断线的情况，检查层、匝间有无短路现象，三相电阻是否平衡等，直流电阻试验的现场实测中，发现诸如变压器接头松动，分接开关接触不良，档位错误等许多缺陷，对保证变压器安全运行起到了重要作用。1.测量方法（1）压降法：这是一种测量直流电阻的最简单方法，在被试电阻上通以直流电流，用合适量程的毫伏表或伏特表测量电阻上的压降，然后根据欧姆定律计算出电阻，即为压降法。压降法虽然比较简便，但准确度不高，灵敏度偏低。（2）电桥法：用电桥法测量时，常采用单臂电桥和双臂电桥等专门测量直流电阻的仪器

22、。用电桥法测量准确度高，灵敏度高，并可直接读数。（3）使用变压器直流电阻测试仪测量2.规程标准要求（1）1.6MVA以上变压器，各相绕组电阻相互间的差别不应大于三相平均值的2%，无中性点引出的绕组，线间差别不应大于三相平均值的1%；（2）1.6MVA及以下的变压器，相间差别一般不大于三相平均值的4%，线间差别一般不大于三相平均值的2%；（3）与以前相同部位测得值比较，其变化不应大于2%。（4）不同温度下的电阻值按下式换算 式中R1、R2分别为在温度t1、t2时的电阻值； T为计算用常数，铜导线取235，铝导线取225。（5）无励磁调压变压器应在使用的分接锁定后测量。3.注意事项（1）测量前将有

23、载分接开关各档来回转换几次,以保证分接开关接触 良好；（2）应尽量测量相间直流电阻；（3）直阻仪的电压夹应与套管导电杆接触良好以确保数值准确；（4）测量过程中或试验回路未放完电前严禁断引接线和试验电源严禁 断电；（5）三相直流电阻相差超标时应检查测量回路接线是否接触良好,并 检查变压器套管引出导电杆与接线头及变压器引线与将军帽接触情况；（6）准确记录被测绕组的温度； 4.测量结果的判断 (1)按规程判断；(2)三项电阻不平衡分析：三项电阻不平衡或实测值与设计 值（出厂试验值）相差太多，一般有以下几种原因： 1.变压器套管中导电杆和内部引线接触不良。 2.分解开关接触不良。 3.大容量变压器的低

24、压低压绕组采用双螺旋式或四螺旋式，由于螺旋间导线互移，引起每相绕组间的电阻不平衡。 4.焊接不良，由于引线和绕组焊接质量不良造成接触处 电阻偏大，或多股并绕组的一股或几股没有焊上，造成电阻偏大。 5.电阻相间差在出厂时就已超过规定。 6.错误的测量接线及试验方法。 六、 铁心对地绝缘电阻的测量 变压器在运行时，铁芯和夹件等金属构件处于电场中，若铁芯不接地，便产生悬浮电位，使绝缘放电，所以，铁芯和夹件必须一点接地，由于各种因素影响，如果铁芯或夹件再产生一点及以上接地，则接地点间就会形成闭合回路，又键链部分磁通，感应电动势，并形成环流，产生局部过热，有时烧损铁芯，为了防止烧坏铁芯，必须保持铁芯和夹

25、件对地绝缘良好。所以，定期测量铁芯和夹件绝缘电阻是十分必要的。1.绝缘电阻试验方法 如果铁芯和夹件没有外引接地线，则必须在大修时测量，如铁芯和夹件有外引接地线者，则可以在变压器停电小修时测量，测量用2500V绝缘电阻表（老变压器可以用1000V绝缘电阻表）。（1）用钳型电流表测量铁芯外引接地线的电流值大小，也可以在接地开关处接入电流表或串接地故障器，当铁芯绝缘状况良好时，电流很小，一旦存在多点接地，铁芯柱磁通周围相当有短路线匝存在，匝内流有环流。环流大小取决于故障点与正常接地点的相对位置，即短路线匝中包围磁通多少和变压器带负荷多少有关。（2）上夹件接地也引到油箱外，则除测铁芯引出线接地电流I2

26、外，还要测上夹件引出接地线的电流值I1。2.铁芯试验结果判断（1）停电所测电阻值判断：所测绝缘电阻值与以前测试值比较，应无显著差别。（2）运行所测铁芯外引接地线中电流值：所测电流一般不大于0.1A，是正常的。（3）铁芯和上夹件外引接地线所测电流I2和I1当I1=I2，且数值在数安以上时，夹件与铁芯有连接点； I2I1，I2数值在数安以上，铁芯有多点接地；I1I2，I1数值在数安以上，夹件碰箱壳。钳型电流表测量时，应防干扰。先将钳型表紧靠接地线读第一次值，再钳入接地线读第二次值，两次差值才是实际电流值。 七、绝缘油试验及油中溶解气体色谱分析 运行中的油浸变压器，其绝缘油和有机绝缘材料在电和热的作

27、用下，会逐渐老化分解，产生各种气体。当存在潜伏性过热和放电性故障时，会加快这些气体的产生速度。由于故障气体的组成和含量与故障的类型和故障的严重程度油密切关系，所以定期分析溶解于变压器中的气体就能及早发现变压器内部存在的潜伏性故障，并随时掌握故障的发展情况。1.规程规定（1）运行设备的油中H2与烃类气体含量(体积分数)超过下列任何一项值时应引起注意： 总烃含量大于15010-6H2含量大于15010-6C2H2含量大于510-6（2）烃类气体总和的产气速率大于0.25ml/h(开放式)和0.5ml/h(密封式)，或相对产气速率大于10%/月则认为设备有异常。（3）取样时间： 新投变压器投运前、4

28、天、10天、1个月；耐压试验前后 运行中变压器220kV 3个月 66kV 6个月 35kV 1年1.规程规定（4）击穿电压： 35kV及以下电压等级： 35kV 66220kV： 40kV（5）介质损耗因数tg（%）： 70时，注入电气设备前0.5 运行中的油 2说明： 1总烃包括：CH4（甲烷）、C2H6（乙烷）、C2H4（乙烯）和C2H2（乙炔）四种气体。 2溶解气体组分含量有增长趋势时，可结合产气速率判断，必要时缩短周期进行追踪分析。 3总烃含量低的设备不宜采用相对产气速率进行判断。 4新投运的变压器应有投运前的测试数据。2.油中溶解气体分析结果的判断表6-4 试验结果的判断故障类型主

29、要气体组分（L/ L）油过热CH4 、 C2H4油和纸过热 CH4 、 C2H4 、CO 、CO2油纸绝缘中局部放电 H2、CH4 、CO油中火花、电弧放电H2、 C2H2油和纸中电弧H2、 C2H2 、CO 、CO2八、 检查有接开关的动作情况1.测试项目 变压器预防性试验应进行有载调压切换装置切换过程试验，检查切换开关切换触头的全部动作顺序，测量过渡电阻值和切换时间。测得的过渡电阻值、三相同步偏差、切换时间的数值、正反相切换时间偏差均符合制造厂的技术要求。2.规程规定的标准及要求（1）三相有载分接开关的不同期一般要求不大于2ms。（2）过渡电阻测试值与出厂数据相比不应有大的变化且各过渡电阻

30、值之间最大误差不得超过10%。（3）在变压器无电压下，手动操作不少于2个循环，电动操作不少于5个循环。其中电动操作时电源电压为额定电压的85%及以上。操作无卡涩、连动程序，电气和机械限位正常。（4）循环操作后进行绕组连同套管在所有分接下直流电阻和电压比测量，试验结果符合相关要求。（5）在变压器带电条件下进行有载调压开关电动操作，动作应正常。操作中，各侧电压应在系统允许范围内。九、变压器绕组变形试验 变压器出口附近短路，绕组内部遭受巨大的、不均匀的轴向和径向电动力冲击，如果绕组内部的机械结构有薄弱点，使绕组扭曲、鼓包或位移等变形，严重时还会发生损坏事故。由于大中型变压器的动稳定性计算方法还不够完

31、善，又不能用突发短路来试验，所以对变压器绕组进行变形测试是十分必要的。依据电力行业反事故措施要求以及近年来运行事故的实际情况，为考核变压器抗短路能力，引入了现场绕组变形试验。1.测量方法和试验原理频率响应法（FRA）利用精确的扫描测量技术，测量各绕组的频率响应（幅频和相频），并将测量结果纵向和横向比较，便可灵敏判断变压器变形。1.测量方法和试验原理试验原理：利用网络分析技术来进行的。变压器绕组的等值回路，其实就是电感、电容的分布参数。当频率低于10kHz时，频响特性主要由线圈的电感所决定。当频率高于1MHz时，绕组的电感又被分布电容所旁路，对电感的变化不敏感，测试引线杂散电容也影响测试结果。当

32、频率在10kHz到1MHz时，绕组的分布电容和电感均发挥作用。因此频响法的扫描频率一般采用低、中频段的数据为准，低频段为10100kHz，中频段为100600kHz。如果绕组发生匝间短路，则电感发生变化，如果绕组凸包，则铁芯距离发生变化，则分布电容变化2.绕组变形的几种形式 （1）.绕组整体变形（2）.饼间局部变形（3）.匝间短路（4）.引线位移变形（5）.绕组辐向变形（6）.绕组轴向扭曲变形3.变压器绕组变形的判断（1）为了准确判断变压器变形，首先在变压器出厂、安装时测量绕组变形的原始数据，留下图谱便于以后比较。（2）当绕组短路事故后，除测量变形外应进行一些常规试验和特殊试验，还要结合短路电

33、流大小和短路时间长短，进行综合分析，判断变压器绕组变形情况。（3）频响法判断变压器变形时，除根据三相绕组的频响特征是否一致外，还应根据绘出的三相波形间的相关系数R值，R值大于1.0，则说明变形不明显，R值小于1.0，则应引起注意。第二节 互感器试验一、测量绕组的绝缘电阻 测量电压互感器绕组的绝缘电阻的主要目的是检查其绝缘是否有整体受潮或老化的缺陷。 测量时，一次绕组用2500V绝缘电阻表，二次绕组用1000V或2500V绝缘电阻表，非被试绕组应接地。试验结果可与历次试验数据比较，进行综合分析判断。一般情况下 ，一次绕组的绝缘电阻不应低于出厂值或历次测量值的60%；二次绕组一般不低于10。 测量

34、绝缘电阻时，还应考虑并 排除空气湿度、互感器表面脏污、温度等对绝缘电阻的影响，必要时可在套管下部外表面用裸铜线围绕几圈引至绝缘电阻表的“G”端子，以消除表面泄漏的影响 。二、电容量及介质损耗因数tan测量1.对35kV及以上电压互感器，测量一次绕组的介质损耗因数tan值，能灵敏地发现绝缘受潮、劣化及套管绝缘损坏等缺陷。2.测量串级式电压互感器tan和电容的方法主要有：常规试验法、自激法、末端屏蔽法、末端加压法。二、电容量及介质损耗因数tan测量3.主绝缘tg(%)不应大于表6-5中的数值，且与历年数据比较，不应有显著变化：表6-5 主绝缘tg(%)的数值4.电容型电流互感器主绝缘电容量与初始值

35、或出厂值差别超出5%范围时应查明原因。5.当电容型电流互感器末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tg，其值不大于2%。电压等级kV203566110220330500运行中油纸电容型充油型胶纸电容型3.53.01.02.52.50.80.7三、电压互感器的交流耐压试验 电磁式电压互感器的交流交流耐压试验有两种加压方式。一种方式为外施工频试验电压。该加压方式适用于额定电压为35kv及以下的全绝缘电压互感器的交流耐压试验。试验接线及方法与变压器的交流耐压试验相同。35kV以上的电压互感器多为分级绝缘，其一次绕组末端绝缘水平很低，一般为5kV左右，因此一次绕组末端不能与首端承受同一试验电

36、压，而应采用感应耐压的加压方式，即把电压互感器一次绕组末端接地，从某一个二次绕组加压，在一次绕组感应出所需要的试验电压，这种加压方式一方面使绝缘中的电压分布与实际运行时一致；另一方面，一次绕组首尾两端的电压比额定电压高，绕组电位也比正常运行时高的多，因此交流耐压试验可同时考核电压互感器的一次绕组的纵绝缘，从而检验出由于电压互感器中电磁线圈质量不良如露铜、漆膜脱落和绕线时打结等原因造成的纵绝缘方面的缺陷。 三、电压互感器的交流耐压试验 为了避免工频试验电压过高引起铁芯饱和损坏电压互感器，必须提高工频试验电压的频率。制造厂多采用倍频发动机作为试验电源，而现场试验常采用电子式变频电源或三倍频发生器。

37、表6-6 互感器交流耐压试验的试验电压额定电压(kV)36103566试验电压(kV、测量互感器绕组的直流电阻 电压互感器一次绕组线径较细，易发生断线、短路或匝间击穿等故障，二次绕组因导线较粗很少发生这种情况，因而交接、大修时应测量电压互感器一次绕组的直流电阻。各种类型的电压互感器的一次绕组的直流电阻均在几百欧至几千欧之间，一般使用单臂电桥进行测量，测量结果应与制造厂或以前测得的数值无明显差异。五、油中溶解气体分析油中溶解气体组分含量(体积分数)超过下列任一值时应引起注意： 总烃 10010-6 H2 15010-6 C2H 210-6六、局部放电试验1.固体绝缘相对

38、地电压互感器在电压为时，放电量不 大于100pC，在电压为1.1Um时(必要时)，放电量不大于500pC。固体绝缘相对相电压互感器，在电压为1.1Um时，放电量不大于100Pc。266kV及以上油浸式电压互感器在电压为时，放电量不大于20pC。 第三节 断路器试验本节以少油断路器为例，介绍其试验项目、试验过程及检验方法，其他型号的断路器试验方法类似。一、油断路器试验项目1测量绝缘电阻2测量35kV及以上非纯瓷套管断路器的tg值3测量35kV及以上少油断路器的泄露电流4交流耐压试验5测量分合闸电磁铁的最低动作电压6导电回路电阻二、测量绝缘电阻 绝缘电阻可以发现各种沿面贯穿性试验，如引线套管和拉杆

39、受潮及裂纹等。是断路器试验最基本的试验。其接线方式参考图1-1用兆欧表测量变压器绝缘电阻示意图，测量时使用2500V兆欧表，并记录合闸时导电部分对地和分闸时断口之间的绝缘电阻，若其拉杆为有机物，则绝缘电阻应符合表6-7要求：表6-7 拉杆绝缘电阻值额定电压（kV）242440566252运行中（M）60015003000三、tg值的测量 一般只对35kV及以上非纯瓷套管断路器和多油断路器测量介质损耗角正切值。接线采用QS1西林电桥的正接线法。测量时，将被测断路器从外电路断开，在分闸状态下分支测量，对tg值的分析主要参考规程中的规定进行。必须注意：历年及同型号断路器的测量值不应有较大差异。 四、

40、测量泄露电流1测量方法及接线 测量泄露电流是35kV及以上少油断路器的试验重要项目之一，它能发现断路器的外壳污秽、拉杆及灭弧室受潮等缺陷。试验接线如图6-5所示。图6-5 测量少油断路器泄露电流接线图1测量方法及接线 根据规程及断路器的额定电压确定试验电压，一般情况下，额定电压为35kV及以下取试验电压为20kV，当额定电压为35kV以上取试验电压为40kV。电压表采用1.5级，微安表为0.5级。根据试验电压和估计的泄露电流选取合适电容和电阻，高压引线要用屏蔽线，必要时还要将绝缘子表面进行屏蔽。试验时应对3相分别进行测量，并将其引线短路接地，从零开始逐渐加压，试验电压按0.5Un分级升高，并停

41、留1min，记录此时的微安表读数，并记下环境温度。2.规程标准对于35kV及以上的断路器，其泄露电流不大于10uA，而当额定电压为220kV以上时，泄露电流不大于5uA。如果在升压过程中微安表读数急剧变化，应查明其原因。五、交流耐压 交流耐压试验是鉴定断路器最有效最直接的方法，本试验属破坏性试验，所以应在其他试验完成后进行。35kV油断路器在新安装或大修后应进行交流耐压试验，有时在预防性试验中也要进行。交流耐压试验应在其合闸状态导电部分对地之间和分闸状态下断口之间进行。对于新加油的断路器应将绝缘油静止至少3个小时后，待油中气泡全部溢出，方可加压试验。以免气泡引起击穿放电。耐压时间为1min，耐

42、压值为出厂试验值的80%。试验时应无击穿无闪络现象，试验时应在周围设围栏并有专人看护，如果发现电压表指针摆动很大或电流表读数急剧增加，或者绝缘烧焦气味、 冒烟等情况时，应立即停止加压并断开电源对被试品进行接地放电后再对其检查。六、测量分合闸电磁铁的最低动作电压方法用直流电压源可以测量断路器的动作电压，要求直流电压输出电压为0250V，电流大于或等于5A，纹波系数小于3% 。将直流电压源输出经刀闸开关分别接入断路器二次侧合闸或分闸回路，先加较小电压，此时断路器不动作，然后渐渐提高此电压值，待断路器正确动作时，停止加压并记录此时所加电压。则为其最低动作电压。判断依据（1）合闸电磁铁的最低动作电压应

43、小于其额定电压的80%，在其额定电压的80%-110%范围内应可靠动作。 （2）分闸电磁铁的最低动作电压应在其额定电压的30%-65%范围内，在其额定电压的65%-120%范围内应可靠动作。当降到其额定电压的30%时或更低时不应引起脱扣。七、导电回路电阻测试1.测量导电回路电阻 由于导电回路接触好坏是保证断路器安全运行的一个重要条件，导电回路电阻的大小，直接影响通过正常工作电流时是否产生不能允许的发热及通过短路电流时开关的开断性能，它是反映安装检修质量的重要标志。所以在预防性试验中需要测量其导电回路的接触电阻。测量时可采用电压降法。其原理是，当在被测回路中通一直流电流时（一般不小于100安培）

44、，则在回路接触电阻上将产生电压降，测量出通过回路的电流及被测回路上的电压降，即可根据欧姆定律计算出接触的接触电阻值。规程规定测量值不大于制造厂规定值的120%。 第四节 电容器试验一、电容器的试验项目及方法测量绝缘电阻 测量电容器的绝缘电阻必须在做交流耐压试验之前进行，常用2500V兆欧表测量电容器的绝缘电阻。通过测量绝缘电阻可以检查电容器是否整体受潮，套管是否损坏。对并联电容器，测量两极对外壳的绝缘电阻(测量时两极应短接)，这主要是检查器身套管等的对地绝缘；对耦合电容器，测量两极间的绝缘电阻。试验选用2500V兆欧表，并按下图6-6所示接线。 一般要求并联电容器的绝缘电阻不低2000M，耦合

45、电容器的绝缘电阻不低于5000 M。测量绝缘电阻 注意：在测量前后均应对电容器充分放电；测量过程中，应先断开兆欧表与电容器的连接再停止摇动兆欧表的手柄，以免电容器反充放电损坏兆欧表。图6-6 兆欧表测量电容器绝缘电阻接线图绝缘良好的电容器，常温下绝缘电阻应不小于2000M。若与同型号的电容器或以前的测量结果相比较，绝缘电阻明显下降，则说明有绝缘缺陷，当其小于1000 M时，大多是由于套管受潮引起的。二、测量极间电容量电流电压表法 接线如图6-7所示，测量电压取(0.050.5)Un ，额定电压Un较低的电容器应取较大的系数。测量时电源应为稳定的正弦波。所用电流、电压表均不低于0.5级。图6-7

46、 用电流、电压表法测电容量的接线加上试验电源，待电压、电流表指针稳定以后，同时读取电流和电压。当被试品的容抗较大时，电流表的内阻可以忽略不计，其被测电容表达式为：Cx=（I106）（U）双电压表法双电压表法的试验接线，如图6-8所示。图6-8 双电压表法的试验接线 (a)接线图 (b)相量图双电压表法 式中 rv 电压表PVI的内阻()； U1、U2电压表PV1、PV2的读数(V)； Cx 被测电容器的电容量(F)。三、用电桥法测量电容量 耦合电容器电容量的测量可在测量tg时一并进行，规程规定运行中耦合电容器的tg不大于05(油纸绝缘)及0 2(膜纸复合绝缘)。 测得的电容值与额定值比较，其偏

47、差应不超出-5及+10。四、并联电容器的交流耐压试验两极对外壳的交流耐压试验可以发现下列缺陷：1电容器瓷套管损伤 2内瓷套不清洁 3主绝缘裂化4内部潮气和油面下降等。 并联电容器的极间一般不作交流耐压试验，只有出厂型式试验或返修后才进行。如果需要作极间交流耐压，而试验设备容量又不够时，可采用补偿的办法来解决。当进行交流耐压有困难时，可用直流耐压代替，试验时，应将所有电极引出线短接起来，外壳接地，在电极和外壳间加试验电压，试验电压标准参照下表进行。其试验标准如下： 极间交流耐压2.15Un，持续时间l0s； 极间直流耐压4.3Un，持续时间10s。 其中Un为电容器额定电压的有效值。四、并联电容

48、器的交流耐压试验并联电容器两极对外壳的交流耐压试验，与其他设备的交流耐压相同，试验标准如表6-8所示。 表6-8 两极对外壳的交流耐压试验标准额定电压（kV）113610152035出厂试验电压（kV）35182535455585交接试验电压（kV）2.23.8141926344163 当试验电压与表6-8不同时，交接时的耐压值可取出厂试验电压的75。二、直流耐压试验和泄露电流试验图6-9 电缆直流泄露电流及直流耐压试验接线图 二、直流耐压试验和泄露电流试验 根据电力行业DLT596-1996试验规程中各种电缆的直流耐压试验电压，分别选用不同的试验电压进行试验，表6-9为橡塑绝缘电力电缆的试验

49、电压参考值。表6-9 橡塑绝缘电力电缆的直流耐压试验电压电缆额定电压U0/U直流试验电压电缆额定电压U0/U直流试验电压1.8/31121/35633.6/61826/35786/62548/661446/102564/1101928.7/1037127/2203052.规程规定及要求 因一般电缆的缺陷须持续5min才能暴露出来，所以，试验时应分别均匀升压至0.25、 0.5、 0.75和1.0倍试验电压并停留1min，读取泄露电流值，在1.0倍试验电压并停留5min，仍然读取泄露电流值并作好记录，并要求三相不平衡系数不要大于2。每次试验结束后，应降压并切断电源，并经100 k-200k的限流

50、电阻对地放电书次无火花后，再直接对地放电。 注意：电力电缆必须在直流耐压试验合格后才能投入运行，泄露电流试验只能作为绝缘情况的参考,绝不能作为是否投入运行的判断标准。若试验过程中泄露电流急剧增大或随时间的延长不断增加，都说明绝缘有缺陷。若试验电压固定，但微安表指针呈周期性的摆动，则说明电缆绝缘中存在孔隙型缺陷。若相间泄露电流之比超过2则说明某相缆芯存在局部缺陷。2.规程规定及要求 近年来，橡塑绝缘特别是交联聚乙烯电缆，因其具有优异的性能，得到了迅速的发展。目前在中低压电压等级中已基本取代了油浸纸绝缘电缆，超高压交联聚乙烯绝缘电缆已发展至500kV等级，66kV及220kV交联聚乙烯电缆正逐渐取

51、代充油电缆。由于交联聚乙烯电缆材质、结构的特点，所以尽管在正式颁布的标准中要求在交接试验中做直流耐压，但实际上有不少人认为对交联聚乙烯电缆不宜采用直流电压试验，其基本观点是： (1)直流电压试验过程中在交联聚乙烯绝缘电缆及附件中会形成空间电荷，对绝缘有积累效应，加速绝缘老化，缩短使用寿命。2.规程规定及要求(2)直流电压下绝缘电场分布与实际运行电压下不同，前者按电阻率分布而后者按介电常数分布，因此，直流试验合格的交联聚乙烯电缆，投入运行后，在正常工作电压作用下也会发生绝缘事故。 国内外一些运行经验也表明，采用直流电压试验不能有效地检出交联聚乙烯电缆及附件的缺陷。因此，有人建议除了对交联聚乙烯电

52、缆金属外护套采用10kV、1min。直流试验外，对电缆主绝缘可采用交流电压试验，如用串联谐振法或0.1Hz超低频来进行试验。三、交叉互联系统1.如在交叉互联大段内发生故障，则也应对该大段进行试验。如交叉互联系统内直接接地的接头发生故障时，则与该接头连接的相邻两个大段都应进行试验。2.电缆外护套、绝缘接头外护套的直流耐压试验：试验时必须将护层过电压保护器断开。在互联箱中将另一侧的三段电缆金属套都接地，使绝缘接头的绝缘夹板也能结合在一起试验，然后在每段电缆金属屏蔽或金属套与地之间施加直流电压5kV，加压时间1min，不应击穿。 第六节 高压套管的试验 套管是电力系统广泛使用的一种电气设备，用于变压

53、器、断路器等设备引出线对金属外壳的绝缘，也用于母线穿过墙壁时的绝缘。按套管的绝缘结构可分为纯瓷套管、充油套管和电容型套管。纯瓷套管主要用于10kV及以下系统；充油套管适用于35kV及以下系统；电容型套管的导电杆与地之间采用电场分布较均匀的串联圆柱形电容器。电容器极间的绝缘是由很薄的油纸或胶纸作成，所以电容式套管又分为油纸电容式和胶纸电容式，其结构为全密封，比同一电压等级的充油套管的体积小，重量轻。油纸电容式套管多用于66kV及以上的电气设备中，胶纸电容式套管多用于35kV多油断路器上。 套管的试验项目，一般包括测量绝缘电阻、测量介质损失角正切值tg和交流耐压试验。一、测量绝缘电阻 测量绝缘电阻

54、可以发现套管瓷套裂纹、本体严重受潮以及测量小套管（末屏）绝缘劣化、接地等缺陷。 对于已安装到变压器本体上的套管，摇测其高压导电杆对地的绝缘电阻时应连同变压器本体一起进行，而摇测抽压小套管和测量小套管（末屏）对地绝缘电阻可分别单独进行。由于套管受潮一般总是从最外层电容层开始，因此测量小套管对地绝缘电阻具有重要意义。 规程规定了摇测测量小套管（末屏）对地绝缘电阻应使用2500V摇表，其阻值一般不应低于1000M。 规程还规定套管主绝缘的绝缘电阻不应低于10000 M二、测量介质损失角正切值tg套管tg和电容量的测量是判断套管绝缘状况的一项重要手段。由于套管体积较小，电容量较小（几百皮法），因此测量

55、其tg可以较灵敏地反映套管劣化受潮及某些局部缺陷。测量其电容量也可以发现套管电容芯层局部击穿、严重漏油、测量小套管断线及接触不良等缺陷。二、测量介质损失角正切值tg1具有抽压和接地端子引出的高压套管，其tg的测量，可分别测量它们相互之间的tg。（1）测量导电杆对接地端子的tg的试验时，非测量的抽压端子悬空。（2）测量导电杆对抽压端子的tg的试验时，非测量的接地端子悬空。（3）测量抽压端子对接地端子的tg的试验时，导电杆悬空。这时的测量电压不应超过该端子的正常工作电压，一般为2-3千伏。以上三种测量，电桥均采用正接线。2、规程规定及要求（1）20时的tg(%)值应不大于表6-10中数值： 表6-

56、10 套管20时的tg(%)值电压等级kV203566110220500运行中充 油 型3.51.5油纸电容型1.01.00.8充 胶 型3.52.0胶纸电容型3.01.51.0胶 纸 型3.52.02、规程规定及要求（2）当电容型套管末屏对地绝缘电阻小于1000M时，应测量末屏对地tg，其值不大于2%。（3）电容型套管的电容值与出厂值或上一次试验值的差别超出5%时，应查明原因。第七节 避雷器的试验一、概述避雷器预防性试验的目的和意义 1.避雷器在制造过程中可能存在缺陷而未被检查出来，如在空气潮湿的时候或季节装配出厂，则会预先带进潮气； 2.在运输过程中受损，内部瓷碗破裂、并联电阻震断、外部瓷

57、套碰伤； 3.在运输中受潮、瓷套端部不平、滚压不严、密封橡胶垫圈老化变硬、瓷套裂纹等原因； 4.并联电阻和阀片在运行中老化； 5.其他劣化。第七节 避雷器的试验 这些劣化都可以通过预防性试验来发现，从而防止避雷器在运行中的误动作和爆炸等事故。 因避雷器的型号多样，本节以FS型避雷器和无间隙金属氧化物避雷器（MOA）为例介绍其试验方法，至于其他型号的避雷器与该两类避雷器的试验方法类似。二、阀式避雷器的预防性试验1.绝缘电阻试验 测量前应检查瓷套有无外伤。测量时应用2500兆欧表，把试验连线与避雷器可靠连接。摇表放水平位置，摇的速度不要太快或太慢，一般120rs。 当天气潮湿时，瓷套表面对泄漏电流

58、的影响较大，应用干净的布把瓷套表面擦净，并用金属丝在下端瓷套的第一裙下部绕一圈再接到摇表的屏蔽接线柱，以消除其影响(其测量值应大于2500M)。 当FS避雷器受潮后，如云母垫片吸潮、水气附着在瓷套的内壁，则避雷器绝缘电阻降低，所以测量绝缘电阻是判断避雷器是否受潮的有效方法。2.工频放电电压试验 工频放电电压试验接线图如图6-9所示，FS型避雷器在击前泄电流很小，当保护电阻Rl数值不大时，变压器高压侧的电压为作用在避雷器的电压。因此可根据变压器的变化，以低压侧电压表的读数决定避雷器的放电电压。但应事先校准试验变压器变比，低压侧应使用较高精度的电压表。图6-10 工频放电电压实验接线图TR调压器

59、TT实验变压器 PV低压电压表R1保护电阻器 F1保护放电间隙 FX被试品 3、 对FS型避雷器工频放电电压的要求对FS型避雷器工频放电电压的要求见表6-11。 如工频放电电压的测量值高于上限值，则冲击放电电压升高(冲击系数一定)而如工频放电电压测量值低于下限值，则灭弧电压降低，避雷器可能在内部过电压下动作。表6-11 FS型避雷器放电电压要求额定电压kV3610放电电压kV运行中81215212333三、带并联电阻的阀式避雷器的预防性试验 带并联电阻的阀式避雷器包括FZ型，FCZ型和FCD型磁吹避雷器。 1.绝缘电阻试验 测量方法和普通阀式避雷器相同，但通过测量绝缘电阻还可以检查并联电阻接触

60、是否良好，有无断裂。但由于各生产厂以及不同时期的产品，并联电阻的阻值及并联电阻的伏安特性不同，故对测量结果不作统一规定，主要是与以前的测量结果或同类产品相比较不应有显著变化。底座绝缘电阻一般要求不小于5兆欧。2电导电流试验试验的主要目的是检查避雷器是否受潮、并联电阻有无断裂、老化以及同一相内各组合元件的非线性系数的差值是否符合要求。采用直流电压发生器时，避雷器电导电流试验接线图如图611所示。图6-11 避雷器电导电流实验接线图PA1、 PA3微安表 PA4串高电阻测量电压用的微安表 R1保护电阻 R2测量用高值电阻 C滤波电容 V高压二极管 PV1低压电压表 PV2静电电压表 TR调压器 T